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| 量价双制约 气电能否突围？ |
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□ 思亚能源
7月以来，长江流域持续高温，降水不足，水力发电量骤减。无论是位于长江上游的四川、重庆，还是作为西电外送端的浙江、江苏等省，都因用电负荷高企、供应相对紧张而出现不同规模的限电/有序用电情况。理论上，电力供应紧张的局面为调峰定位的气电提供了难得的机会窗口。但鉴于今年天然气供应紧张、合同气量增量微乎其微、合同外新增量气价较高，气电发电量的实际增量空间有限。
降水不足造成水电出力偏低是电力供应紧张的直接原因
今年夏季，由于持续异常高温和降水不足，造成制冷用电需求居高不下，长江沿线省份出现电力供应不足，水电出力严重偏低使得可用装机容量和供应紧张。
拉动用电侧需求的是持续异常高温引发的三产、生活用电而非工业用电。根据国家能源局发布的数据，7月全社会用电量8324亿千瓦时，同比增长6.3%，其中第二产业用电量5132亿千瓦时，同比下降0.1%，而城乡居民生活用电量1480亿千瓦时，同比增长26.8%，第三产业用电量1591亿千瓦时，同比增长11.5%。
入夏后降水不足造成的水电出力偏低是电力供应紧张的直接原因。水电装机占四川全省电力装机的78%，上网电量占全省的85%，而减去外送后的留川电量也占到2021年全社会用电量的70%。但今年7月以来，长江流域降水较常年同期减少40%，长江流域部分地区连续无雨日已超过20天，长江中下游部分地区超30天无雨。四川省7月水电来水偏枯40%，8月以来偏枯50%。在四川电力供应中占比巨大的水电机组可用出力负荷和发电量显著偏低，严重影响了整个电网的供电能力。从全国数据看，7月水力发电量同比仅增2.4%，增速较6月放缓26.6个百分点（前6个月水电同比增长超20%）。
四川省的水电电量不但对于本省电力供应至关重要，还肩负着向江苏、浙江、上海、重庆、湖南、江西送电的任务。2021年外送电量达到1368亿千瓦时，占全省发电量的32%。为减少电力外送对四川省内供应的冲击，四川省已经大幅削减年度电力外送计划量。始于四川，已经建成投运数年的向家坝—上海、锦屏—苏南和溪洛渡左岸—浙江金华单条水电外送特高压线路，向华东三省市每年输送超过900亿千瓦时电量，占全社会用电量的6%以上，汛期占比更高。今年7月，白鹤滩—江苏的特高压输电通道建成投产，白鹤滩—浙江也在建设中，西南水电与沿海用电大省的联通还需进一步加强。
煤电装机能力满足不了极端状况下的用电负荷需求
在前述背景下，电力保供的任务压在作为“压舱石”的省内火电身上。在增产稳价保供及中长协合同履约监管等政策措施保障下，今年煤炭资源供应量同比增幅显著，各环节库存均高于上年同期水平。因此，不同于去年三季度，当下的瓶颈不在于煤炭供应和库存量及价格，而在于煤电装机能力满足不了极端状况下的用电负荷需求。
煤炭供应层面，今年上半年煤炭产量同比增长11%；7月产量达3.7亿吨，同比增长16%。然而，二季度受疫情管控、经济周期等因素影响，工业用电需求同比下降，西南水电发力早且强劲，造成5月火力发电量同比下降11%，6月同比下降6%。7月，在高温、水电增速放缓、疫情管控措施部分解除后电力需求复苏的共同拉动下，火电发电量才实现同比5.3%的增长。即便如此，供应充裕的煤炭行业还是呈现“旺季不旺”的态势，8月上旬各环节煤炭库存均高于上年同期水平，全国25省电厂库存绝对值在1亿吨以上，库存煤可用天数维持在15天以上。
当下的问题是煤电可用装机已然应发尽发，但仍然无法完全响应极端天气下的用电需求负荷。这一问题既存在偶然性，也存在必然性。随着三产、居民用电量和占比的提升，气温因素对用电需求的影响越来越大。而发电侧可再生能源装机的快速增长，也带来了更多由于天气等因素给机组出力造成的波动，电力供需两侧的不确定性都在增加。
“十三五”期间，由于政策和经济性因素都限制了煤电装机的增长，部分省份的电力装机和可用容量在快速增长的用电负荷面前开始显得紧张。国内电源发展需要兼顾的目标是多重的，需要继续提高清洁能源比例、提高灵活性电源占比以及保障负荷和电量供应。核电作为基荷，审批建设周期长，气电面临经济性挑战，煤电再次成为本轮电力保供和接下来一段时间电源建设的重点。
发展煤电的挑战在于：一是有违减煤减碳的长期战略，二是在更多调峰需求的压力下增加煤电装机在未来存在新一轮供应过剩和经济性风险，而且对于国内电力市场交易和定价如何体现调峰价值也提出了更高要求。
电力供应紧张为调峰定位的气电提供了难得的机会窗口
从理论上说，电力供应紧张的局面为调峰定位的气电提供了难得的机会窗口。但鉴于今年天然气供应紧张、合同气量几无增量、合同外新增量气价在3.8～4.5元/立方米（意味着在华东/华南沿海省份门站价基础上上浮86%～120%）甚至更高，气电发电量的实际增量空间有限。
今年前6个月，在新冠肺炎疫情管控、水电同比增速超20%、可再生能源发电量处于高位、天然气供应价格较高的共同影响下，全国燃气机组累计发电量同比下降约15%。
7月以来，气电在长三角、珠三角都实现了恢复性增长。以浙江为例，7月11日，浙能集团日发电量同比增长31%，达6.77亿千瓦时创历史新高；同一天，浙江省级天然气管网日供气量达5854万立方米，同比增长17%，其中，日发电用气量攀升至3287万立方米，同比增长约29%，打破历史纪录。8月3日，浙江省级天然气管网再次刷新纪录，进气量首次突破6000万立方米大关，至6040万立方米/日，供气量达5946万立方米/日。
但天然气的供应和价格情况制约了气电角色的进一步发挥。受国际油价和现货LNG价格形势影响，今年天然气供应趋紧，三大国有石油公司承诺气电用户的合同量与去年基本持平。理论上，合同外增量对应JKM挂钩的价格（据思亚能源估算，现货抵达沿海省门站的成本为7月6.6元/立方米、8月10.8元/立方米），但在实际操作中，在各省政府的参与协调下，中国石油和中国海油实际供应长三角电厂的增量价格在3.8～4.5元/立方米，但供应增量十分有限，因为该增量价格只能对应存量长协LNG或其他国内供应源的供应成本，与潜在增量现货LNG的供应成本存在太大差距。
天然气供应量和成本是当前影响国内气电发展的主要问题。当前的全球LNG市场周期（从买方市场转向卖方市场）叠加地缘政治因素，放大了天然气产业链的短板，这对气电在“十四五”期间的发展无疑是不利的。
在天然气/LNG领域，无论是三大国有石油公司还是沿海省份的气电终端用户，不太可能因为气源短缺而去现货市场寻求10元/立方米的供应，而是致力于存量供应的腾挪，包括区域及不同类型用户间的腾挪，以及将部分原定液态槽车供应转为气态。鉴于二季度注气量节奏显著快于预期，预计8月中国石油地下储气库注入量会继续环比下降，但不会影响入冬前注气任务的完成。
尽管“迎峰度夏”未能撬动中国的现货LNG采购，即将到来的供暖季保供议题却提前提上议程。预计三大国有石油公司将开始逐渐搭建今冬明春的现货保供资源池，但与以往的冬季采购不同，三大国有公司除了采购现货，也将保留各自整体资源池的灵活性，既能应对天气/需求变化的不确定性，又能抓住贸易机会套利。预计部分 FOB长协将在全球市场进行优化。整体而言，思亚能源预计，今年中国LNG进口总量约6300万～6500万吨，将较去年下降1400万～1600万吨。
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